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Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in DeutschlandEine umweltökonomische Betrachtung der öffentlichen Diskussion
Andreas Löschel
Energiepolitik_1 | 2009
Impressum
ISBN: 978-3-86872-127-0 1. AuflageCopyright by Friedrich-Ebert-StiftungHiroshimastr. 17, 10785 BerlinStabsabteilung
Reihe: Energiepolitik / 1 / 2009Herausgegeben vom Arbeitskreis Energiepolitik
Redaktion: Dr. Philipp Fink, Cora M. Fritz, Irin Nickel, Sönke Hallmann
Gestaltung: Werbestudio zum weissen Roessl, Schäpe
Fotos:Klaus Kaulitzki, Imaginis, Simon Kraus, Dragan Stankovic, Sascha Burkard, Ulrich Mueller, istockphoto.com, fotolia.de
Druck: BUB, Bonner Universitäts-Buchdruckerei
Für ihre Unterstützung bei der Erstellung dieses
Gutachtens bin ich Anna Maria Neff zu besonderem
Dank verpflichtet.
Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in DeutschlandEine umweltökonomische Betrachtung der öffentlichen Diskussion
Andreas Löschel (ZEW, Mannheim)
Energiepolitik_1 | 2009
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Inhaltsverzeichnis
Abbildungs- und Tabellenverzeichnis 5Abkürzungsverzeichnis 5Executive Summary 7 Einleitung 8
I. Die Rolle der Kohle als Energieträger Die Bedeutung der Kohle für die Stromerzeugung 10 Deckung der steigenden Energienachfrage 12 Verbesserte Energiesicherheit durch einen breiten Energieträgermix 13
II. Kosten der Kohleverstromung Kohle bleibt kostengünstig 15 Das Problem des noch zu geringen Wirkungsgrads 16 Die geplante Erneuerung des Kohlekraftwerksparks 18 Emissionshandel entscheidend für Kohlekraftwerksneubau 19 Auswirkungen der Erneuerung des Kohlekraftwerksparks 21
III. Umweltverträglichkeit Kohle ist umweltschädlich 23 Kohle ist für den Anstieg der CO2-Emissionen verantwortlich 24 Externe Kosten und EU-Emissionshandel 25 Technologien zur Abspaltung und Speicherung von CO2 26 Die Abspaltung und Speicherung von CO2 ist umstritten 29
IV. Politische Handlungsempfehlungen 30
Literaturverzeichnis 31Linksammlung für Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland 34
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
5
Abbildung 1: Anteile der Energieträger an der Bruttostromerzeugung 10
Abbildung 2: Kohleanteile an der Verstromung im Jahr 2005 11
Tabelle 1: Anteile der Kohle an der Verstromung bis 2030 11
Tabelle 2: Entwicklung der Energieträgerpreise 15
Infokasten: Technologiekonzepte bei der Kohleverstromung 16
Tabelle 3: Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO2-Emissionen nach Kraftwerkstyp 17
Tabelle 4: Prognostizierte Wirkungsgrade 18
Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland 20
Tabelle 6: Auswirkungen bei einer Veränderung des Kraftwerksparks 22
Tabelle 7: Emissionsanteile der Kohleverstromung in Europa 2005 24
Tabelle 8: Prognostizierte Anteile der Kohle an den CO2-Emissionen 25
Tabelle 9: Vermeidungskosten und CO2-Einsparungen verschiedener CCS-Technologien 27
Abkürzungsverzeichnis
Abbildungs- und Tabellenverzeichnis
BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
CCS Carbon Capture and Storage
DENA Deutsche Energie-Agentur
DLR Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt
EHS (europäisches) Emissionshandelssystem
ETS Emission Trading Scheme
IEA Internationale Energieagentur
IER Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Universität Stuttgart
IGCC Integrated Gasification Combined Cycle
ISI Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung
KWK Kraft-Wärme-Kopplung
MIT Massachusetts Institute of Technology
NABU Naturschutzbund Deutschland e.V.
NAP Nationale Allokationspläne
VDI Verein Deutscher Ingenieure
VGB Verband der Kraftwerksbetreiber
WBGU Wissenschaftlicher Beirat Globale Umweltveränderungen
WI Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie
WWF World Wide Fund for Nature
ZEW Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung
Energiepolitik_1 | 2009
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„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
7
Die künftige Rolle der Kohle bei der Stromprodukti-
on steht in einem Spannungsfeld von ökonomischer
Effizienz, Versorgungssicherheit und Umweltverträg-
lichkeit. Ein radikaler Ausstieg aus der Kohleverstro-
mung ist vor dem Hintergrund der Versorgungssi-
cherheit zum jetzigen Zeitpunkt nicht möglich. Um
Kohle wirklich entbehrlich zu machen, müsste ein
großer technologischer Durchbruch bei den erneu-
erbaren Energien erzielt werden. Mittels der konse-
quenten Umsetzung des Emissionshandelssystems
der EU können aber Anreize geschaffen werden,
in andere Stromerzeugungstechnologien bzw. effi-
zientere Kohlekraftwerke zu investieren. Damit er-
möglicht der CO2-Handel mit voller Versteigerung
der Verschmutzungsrechte auch die Einführung von
CO2-Abscheidungstechnologien beim Neubau von
Kohlekraftwerken. Diese Technologie kann im Zu-
sammenhang mit einer Steigerung der Energieeffizi-
enz als Brückentechnologie im Übergang zu regene-
rativen Energien dienen.
Aus der Abwägung der verschiedenen Argumente
für und gegen Kohle ergeben sich folgende zentrale
Schlussfolgerungen:
Kohle spielt eine entscheidende Rolle bei •der Stromerzeugung in Deutschland, Euro-
pa und weltweit, und wird diese Bedeutung
auch in Zukunft haben. Kohle ist zur Deckung
der steigenden Energienachfrage notwendig.
Da technologische Durchbrüche bei CO2-frei-
en Technologien erst in der Zukunft zu erwar-
ten sind, bleibt Kohle auf mittlere Sicht unent-
behrlich.
Im Vergleich zu anderen Energieträgern wer-•den für Kohle die größten Reserven und Res-
sourcen ausgewiesen. Die Abhängigkeit von
Importen aus geopolitisch unsicheren Regionen
ist bei Kohle niedriger als bei anderen Energieträ-
gern. Kohle ist also auch aus der Perspektive der
Energiesicherheit eine wichtige Option.
Kohle wird auch in Zukunft deutlich billiger •als Gas sein. Die Stromgestehungskosten von
Kohlekraftwerken sind niedrig und liegen bei
moderaten CO2-Preisen unter denen alternativer
Technologien. Dies gilt auch unter Berücksichti-
gung relativ niedriger Wirkungsgrade.
Kohleförderung, -transport und -verstromung •sind in hohem Maße umwelt- und klimaschäd-
lich. Die Umweltschäden der Kohlenutzung wer-
den dem Verursacher weitgehend nicht angelastet.
Kohleverstromung ist einer der Hauptverursacher
der globalen CO2-Emissionen und trägt wesent-
lich zu deren Anstieg in der Zukunft bei.
Der EU-weite Emissionshandel ist ein geeigne-•tes Instrument zur Internalisierung externer
Kosten der Kohleverstromung. In Deutschland
und Europa kommt es durch den Emissionsrech-
tehandel und die volle Auktionierung der Emissi-
onszertifikate im Stromsektor zur Anlastung der
mit den CO2-Emissionen der Kohleverstromung
einhergehenden Klimaschäden. Der Bau von Koh-
lekraftwerken ist dann aus umweltökonomischer
Sicht nicht zu kritisieren. Allerdings sind Lock-in-
Effekte zu berücksichtigen.
Die Abspaltung und Speicherung von CO• 2 ist
eine entscheidende Technologieoption für
die Erreichung langfristiger Klimaziele. Dies
gilt nicht nur für Deutschland und Europa, wo
bereits umfangreiche Klimaschutzmaßnahmen
die Attraktivität der Kohle in der Stromproduktion
vermindern, sondern insbesondere in kohlerei-
chen Ländern wie den USA und China, die sich ge-
genwärtig noch nicht zu Klimaschutzmaßnahmen
verpflichtet haben. Diese globale Herausforderung
der Kohlenutzung stellt die Debatte um die Zukunft
der Kohleverstromung in Deutschland weit in den
Schatten.
Executive Summary
Energiepolitik_1 | 2009
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Das vorliegende Kurzgutachten untersucht die zukünf-
tige Rolle der Kohle in der deutschen Stromerzeugung
vor dem Hintergrund des energiepolitischen Zieldrei-
ecks ökonomischer Effizienz, Versorgungssicherheit
und Umweltverträglichkeit. Diese Dimensionen sind
eng miteinander verflochten und unterliegen Zielkon-
flikten. Die Verbesserung in einer Zieldimension be-
deutet mitunter die Verschlechterung in einer anderen
Zieldimension.
Angesichts der Knappheit von volkswirtschaftlichen
Ressourcen ist die Forderung nach einer kosteneffizi-
enten Stromerzeugung, d. h. die Bereitstellung von
Strom zu minimalen gesamtwirtschaftlichen Kosten,
das zentrale ökonomische Bewertungskriterium für
Stromerzeugungstechnologien. Die gesellschaftlichen
(sozialen) Kosten umfassen dabei sowohl die betriebs-
wirtschaftlichen als auch die externen Kosten. Letztere
betreffen die mit der Stromerzeugung verbundenen
Umweltschäden, insbesondere die Wirkungen von
Treibhausgasemissionen und die Gesundheitsschäden
durch Luftschadstoffe, für die es keine adäquate Be-
rücksichtigung durch Marktpreise gibt. Umweltökono-
mische Instrumente wie der EU-Emissionshandel zielen
darauf ab, diese im Markt nicht berücksichtigten Kosten
zu internalisieren. Umweltwirkungen und Umweltpoli-
tiken sind somit ein wichtiger Bestandteil der Analyse.
Mittels externer Kosten können zwei Dimensionen des
Zieldreiecks, nämlich Wirtschaftlichkeit und Umwelt-
verträglichkeit, zusammengeführt werden. Daneben
ist aber auch die aktuelle und prognostizierte Rolle der
Kohle im Energiemix zu beachten und sind die Argu-
mente der Versorgungssicherheit zu berücksichtigen.
Im Folgenden sollen insbesondere die Argumente in
der aktuellen politischen Diskussion in Deutschland re-
flektiert und die Zukunft der kohlebasierten Stromer-
zeugung vor dem Hintergrund (I) der Kosteneffizienz,
(II) der Versorgungssicherheit und (III) der Umweltver-
träglichkeit untersucht werden. Dabei werden verschie-
dene Argumente für und gegen Kohle betrachtet. Mit
Blick auf die Kosteneffizienz wird argumentiert, dass
Kohle billig ist und die Kohleverstromung zunehmend
effizienter wird. In Bezug auf die Versorgungssicherheit
wird einerseits auf die Notwendigkeit der Kohle zur
Nachfragedeckung und zur Aufrechterhaltung einer
verlässlichen Stromerzeugung hingewiesen, anderer-
Einleitung
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
9
sondere entfallen dadurch in der dritten Phase des EHS
die Nationalen Allokationspläne (NAP), die mit heftigen
politischen Verteilungskämpfen um die Renten aus der
freien Vergabe von Zertifikaten an betroffene Unter-
nehmen der energieintensiven Sektoren einhergingen
(Löschel und Moslener 2008). Dies hat weitreichende
Konsequenzen für die Nutzung der Kohle in Europa,
aber auch deren Bewertung aus umweltökonomischer
Sicht.
seits aber auch vorgebracht, dass Kohle den Umstieg
auf eine nachhaltige Energieversorgung verhindert.
Kohleförderung, -transport und -verstromung sind in
hohem Maße umwelt- und klimaschädlich. In diesem
Zusammenhang spielen insbesondere emissionsarme
Kohletechnologien, etwa die CO2-Abscheidung und
-Speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS), eine
besondere Rolle in der öffentlichen Diskussion.
Der Kohleverbrauch der Zukunft hängt insbesondere
von den relativen Preisen alternativer Energieträger, den
Entwicklungen im Bereich der Energieerzeugungstech-
nologien – vor allem sauberer Kohletechnologien – und
den staatlichen Maßnahmen zum Umwelt- und Klima-
schutz ab. Dabei ist in Europa insbesondere das euro-
päische Klima- und Energieabkommen zu berücksich-
tigen, welches im Dezember 2008 beschlossen wurde.
Durch das „Klima- und Energiepaket“ sollen ambitio-
nierte Ziele in der EU erreicht werden: eine Reduktion
der Treibhausgasemissionen um mindestens 20% ge-
genüber 1990 (um 30% bei entsprechenden interna-
tionalen Anstrengungen), eine Steigerung des Anteils
erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch auf
20% und eine Erhöhung der Energieeffizienz um 20%
gegenüber der Referenzentwicklung.
Das Paket entwickelt das europäische Emissionshan-
delssystem (EHS) als zentrales Instrument der Klima-
politik in Europa weiter. Es legt nationale Verpflichtun-
gen für Sektoren außerhalb des EHS fest und definiert
Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien in den
Mitgliedsstaaten. Das 20%-Ziel bei der Reduktion der
Treibhausgasemissionen soll durch eine Minderung von
21% in den EHS-Sektoren und 10% in den restlichen
Bereichen der Volkswirtschaften gegenüber 2005 er-
reicht werden. Nach der Erfahrung der Windfall Pro-
fits aus der ersten Phase des EU-Emissionshandels sieht
das „Klima- und Energiepaket“ für die dritte Phase des
Emissionshandels zwischen 2013 und 2020 die Verstei-
gerung von Zertifikaten als dominierenden Verteilungs-
mechanismus vor.
Den Strom produzierenden Unternehmen, die sich
kaum im internationalen Wettbewerb befinden und
den Kostenanstieg durch den Kauf von Zertifikaten auf
die Strompreise weitgehend abwälzen können, sollen
keine freien Zertifikate mehr zugeteilt werden. Insbe-
Einleitung
Energiepolitik_1 | 2009
10
und Kohle zwischen 2005 und 2030 sowie gleichzei-
tiger Verdopplung des realen Rohölpreises aus (Nitsch
2008).
Europaweit ist Kohle für die Verstromung nicht ganz
so wichtig wie in Deutschland. Sie machte 2005 aber
immerhin noch knapp 30% der Stromerzeugung aus.
Hierbei gibt es große Unterschiede zwischen den Mit-
gliedsstaaten, von Frankreich mit nur 5% Kohleanteil
an der Verstromung bis zu Polen mit über 90%. Eu-
ropaweit gesehen liegt Deutschland mit seinen knapp
50% an fünfter Stelle (siehe Abbildung 2).
Abbildung 1: Anteile der Energieträger an der Bruttostromerzeugung
Quelle: AG Energiebilanzen (2008), EWI/Prognos (2005)
Nach wie vor ist der größte Teil der deutschen Verstro-
mung auf Kohle zurückzuführen. Insgesamt machte
im Jahr 2007 die Kohle mit 22,8% für Steinkohle und
24,5% für Braunkohle fast die Hälfte der Energieträ-
geranteile aus (AG Energiebilanzen 2008). Diese domi-
nante Stellung der Kohle in Deutschland hat sich in den
letzten beiden Jahrzehnten nur wenig verändert (siehe
Abbildung 1). Auch für die mittlere Zukunft wird er-
wartet, dass die Kohle wichtigster Energieträger bleibt.
Die Entwicklung des Kohleanteils wird in hohem Maße
von zugrunde liegenden Energiepreisannahmen für
Deutschland getrieben. Ein Vergleich verschiedener
Studien (EWI/Prognos 2005; EWI/Prognos 2006; Euro-
päische Kommission 2008; Matthes et al. 2008) zeigt,
dass von weitgehend konstanten Kohlepreisen zwi-
schen 2005 und 2020 bzw. 2030 ausgegangen wird.
Im gleichen Zeitraum wird angenommen, dass sich die
realen Ölpreise erhöhen und auch die Gaspreise leicht
ansteigen werden. Einzig die Leitstudie 2008 des DLR
geht von einer Verdreifachung der realen Preise für Gas
Während die Europäische Kommission sogar von einer
Steigerung des Kohleanteils mit einem Höhepunkt im
Jahr 2025 ausgeht, wird für das Jahr 2030 sowohl in
der energiewirtschaftlichen Referenzprognose des
BMWi als auch in der Prognose der Europäischen Kom-
mission ein leichter Rückgang vor allem der Steinkohle
zugunsten von Erdgas und erneuerbaren Energien vor-
hergesagt (EWI/Prognos 2005, Europäische Kommis-
sion 2008).
I. Die Rolle der Kohle als EnergieträgerDie Bedeutung der Kohle für die Stromerzeugung
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
11
Abbildung 2: Kohleanteile an der Verstromung im Jahr 2005
Quelle: Europäische Kommission (2008), IEA (2007)
Betrachtet man Prognosen zur globalen Energie-
trägerverteilung bis zum Jahr 2030, so wird im All-
gemeinen von einem steigenden Kohleanteil ausge-
gangen. In Europa nimmt der Kohleanteil mehr oder
weniger stark ab. Tabelle 1 zeigt die Prognosen des
Kohleanteils in Europa und weltweit bis 2030. Hierbei
werden im Referenzszenario alle staatlichen Maß-
Tabelle 1: Anteile der Kohle an der Verstromung bis 2030
Referenzszenario Alternativszenario Anteile in % 2015 2030 2015 2030 Polen 93 76
Spanien 22 31
Großbritannien 37 33
Italien 16 15
Frankreich 5 2
EU15 25 26
EU27 29 30
China 80 78 74 64
Indien 67 71 60 55
Japan 28 22 27 16
USA 51 53 50 45
Welt 43 45 40 34
Quelle: Europäische Kommission (2008), IEA (2007)
nahmen und Politiken berücksichtigt, die bis 2007
beschlossen wurden. Im Alternativszenario werden
zudem solche Maßnahmen berücksichtigt, die derzeit
in Erwägung gezogen (etwa zur Erhöhung der
Energieeffizienz) und sehr wahrscheinlich umgesetzt
werden. In diesem Szenario sinkt der Anteil der
Kohleverstromung bis 2030.
Energiepolitik_1 | 2009
12
Deckung der steigenden Energienachfrage
In Prognosen bis zum Jahr 2030 wird allgemein mit
einem weltweit steigenden Energiekonsum gerechnet
(vgl. EIA 2008; IEA 2007). Dieser wird insbesondere
durch das hohe Wirtschaftswachstum, vor allem in
China und Indien, getrieben. Im Aufholprozess der
Entwicklungsländer bleiben Umweltüberlegungen
bei wachsender Bevölkerung und persistenter Armut
von untergeordneter Bedeutung. Beispielsweise leben
in Indien immer noch 400 Millionen Menschen ohne
Stromversorgung. China und Indien machen bereits
heute 45% des Weltkohleverbrauchs aus und werden
bis 2030 für 80% des Verbrauchsanstiegs verantwort-
lich sein.
Der wieder anwachsende Kohleverbrauch ist
insbesondere durch die Annahmen der Internationalen
Energieagentur (IEA) zu den Energieträgerpreisen
getrieben: STEIGENDE Öl- und Gaspreise machen
Kohle als Brennstoff für die Grundlasterzeugung noch
wirtschaftlicher. Der Energiekonsum und gerade die
Kohlenutzung sind besonders hoch im IEA-Szenario
mit hohem Wirtschaftswachstum. In Europa fallen
das Wirtschaftswachstum und der Anstieg des
Energieverbrauchs demgegenüber moderat aus.
Die Energieintensität, also der Energiekonsum im
Verhältnis zum Bruttoinlandsprodukt, sinkt durch
den strukturellen Wandel weg von energieintensiver
Industrie und hin zu mehr Dienstleistungen und
verbesserter Energieeffizienz (vgl. Europäische
Kommission 2008; EIA 2006).
Kohle ist in allen Energieszenarien notwendig, um
die steigende Energienachfrage zu decken. Werden
einschneidende Emissionsminderungsmaßnahmen
ergriffen, ist ein Wechsel zu mehr Gas, Kernenergie
und erneuerbaren Energien zu beobachten (vgl. EIA
2006; IEA 2007; MIT 2007). Um allerdings Kohle
wirklich entbehrlich zu machen, müsste nach Meinung
des MIT ein technologischer Durchbruch bei CO2-freien
Technologien erzielt werden, der im Moment nicht zu
erwarten ist (MIT 2007).
Die Deutsche Energie-Agentur (DENA) befürchtet
auch für Deutschland einen Versorgungsengpass,
sollten nicht noch zusätzliche Kohlekraftwerke gebaut
werden. Dies sei insbesondere auf den Wegfall von
Erzeugungskapazitäten durch den beschlossenen
Atomausstieg zurückzuführen (vgl. DENA 2008). Die
kritische Einschätzung der Versorgungssicherheit durch
die DENA wurde von verschiedenen Seiten kritisiert.
So veröffentlichte die Deutsche Umwelthilfe eine
Untersuchung, welche die „Stromlücke“ auf
verschiedene Annahmen wie Kraftwerkslaufzeit,
Energieeinsparungen und technologische Entwick
lung zurückführt (DUH 2008). Die DENA wählte als
Kraftwerkslaufzeit 40-45 Jahre, obwohl Kraftwerke
meistens weitaus länger am Netz bleiben. Darüber
hinaus gehe sie von relativ geringen Stormeinsparungen
in der Zukunft aus und vernachlässige technologische
Entwicklungen. Schon eine Modifizierung der ersten
Annahme könne die Stromlücke verschwinden
lassen.
Die Deutsche Umwelthilfe und Greenpeace verweisen
zudem darauf, dass bei effektiverem Lastmanagement
betreffend Grund- und Spitzenlast erneuerbare
Energien stärker einsetzbar wären und bis Ende des 21.
Jahrhunderts fossile Energieträger komplett ersetzen
könnten (DUH 2008; Greenpeace 2007a).
Im energiepolitischen Konzept von Greenpeace wird
gar bereits im Jahr 2015 auf Atomenergie und den
Bau neuer Braunkohlekraftwerke bzw. ab 2012 auf
den Bau neuer Steinkohlekraftwerke verzichtet. Dies
soll u. a. durch erweiterten Einsatz von erneuerba-
ren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
sowie durch Energieeffizienzsteigerungen möglich
sein (Greenpeace 2007b). Allerdings sind hierbei die
Annahmen zu Effizienzsteigerungen und Energie-
bedarf, den Ausbaumöglichkeiten der KWK
sowie zur Nutzung erneuerbarer Energien (etwa
Offshorewindanlagen) sehr optimistisch. Es geht
ausdrücklich um Energiepotenziale, ökonomische
Aspekte werden wiederum vernachlässigt. So führt
etwa der verstärkte Ausbau erneuerbarer Energien
zu Mehrkosten: Problematisch sind ja nicht nur die
noch bestehenden Unsicherheiten bezüglich der
Einsatzfähigkeit der alternativen Technologien, sondern
auch die mit einem starken Ausbau erneuerbarer
Energien verbundenen ökonomischen Belastungen.
Entscheidend für die Bewertung verschiedener
Energieszenarien aus gesamtwirtschaftlicher Sicht, sind
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
13
die sozialen Kosten der Stromerzeugung. Wie später
ausführlicher erläutert, ist aus dieser Perspektive der
Verzicht auf die Nutzung bzw. auf den Neubau von
Kohlekraftwerken ökonomisch nicht gerechtfertigt.
Zudem wird dadurch keine Tonne CO2 in Europa
eingespart werden. Der Emissionsrechtehandel
legt eine Obergrenze für die CO2-Emissionen der
Energiesicherheit im weiteren Sinne bedeutet, zu
starke Konzentration auf bestimmte Energieträger und
Rohstofflieferanten zu vermeiden. Vor dem Hintergrund
großer technischer Unsicherheiten sollte ein Energiemix
beibehalten werden, in welchem auch konventionelle
Energieträger wie Kohle auf bestimmte Zeit ihren Platz
haben (MIT 2007; IPCC 2005). Durch einen breiten
Energiemix können insbesondere Versorgungs- und
Preisrisiken abgemildert werden (BDEW 2008).
Kohle ist nicht nur allgemein reichlich vorhanden,
sondern auch in vielen verschiedenen Industrie- und
Entwicklungsländern. Dadurch ist die Abhängigkeit
von Importen aus geopolitisch unsicheren Regionen
bei Kohle niedriger als bei anderen Energieträgern
(vgl. EIA 2008; IEA 2007; MIT 2007; Europäische
Kommission 2008; VGB 2007; WI 2007). Im Vergleich
zu anderen Energieträgern werden für Kohle die
größten Reserven und Ressourcen ausgewiesen (BGR
2007). Unter Reserven werden dabei die derzeit
technisch und wirtschaftlich gewinnbaren Mengen
an nichterneuerbaren Energierohstoffen verstanden.
Ressourcen beziehen sich auf die gegenwärtig nicht
wirtschaftlich bzw. technisch gewinnbaren, jedoch
geologisch indizierten Mengen an Energierohstoffen.
Es ist zu beachten, dass durch steigende Preise oder
technologischen Fortschritt, der es erlaubt, vorhandene
Vorkommen kostengünstiger zu fördern, die Reserven
ansteigen können. Die Steinkohleressourcen betrugen
2007 etwa 14.800 Mrd. t. Davon befinden sich fast
44% in den USA, etwa 28% in China und 18% in
energieintensiven Sektoren in Europa fest. Auch
ökologisch ist der Verzicht auf die Nutzung bzw. auf
den Neubau von Kohlekraftwerken zur Deckung der
Energienachfrage daher mittelfristig vollkommen
wirkungslos. Die mit neuen Kohlekraftwerken
geschaffene Pfadabhängigkeit im Energiesystem kann
jedoch die Erreichung langfristiger Klimaziele durchaus
erschweren.
Russland. Die Reserven beliefen sich auf 711 Mrd. t
und sind geografisch stärker verteilt: Die USA verfügen
über fast 33% der Reserven, China über 23%, Indien
und Russland über jeweils 10% und Australien über
fast 6%. Die Steinkohleförderung belief sich auf rund
5,5 Mrd. t, insbesondere aus China (45% Anteil an der
Weltförderung), den USA (17,5%) und Indien (8,2%).
Steinkohle ist günstig zu transportieren und wird global
gehandelt. Deutschland hat 2007 etwa zwei Drittel
seines Bedarfs an Steinkohle von insgesamt 72 Mio. t
importiert.
Die globalen Braunkohleressourcen beliefen sich 2007
auf fast 4.200 Mrd. t, davon etwa 33% in den USA,
fast 31% in Russland, 15% in China und fast 1% in
Deutschland. Die Braunkohlereserven von fast 280
Mrd. t verteilen sich insbesondere auf Russland (33%
der globalen Reserven), Deutschland (15%), Australien
(13%), die USA (11%) und China (9%). Deutschland
steht mit einem Anteil von 18,4% weltweit an erster
Stelle bei der Braunkohleförderung, die sich insgesamt
auf 978 Mio. t beläuft. Braunkohle wird kaum
gehandelt, der Braunkohlebedarf Deutschlands in
Höhe von 180 Mio. t jährlich stammt vollständig aus
heimischem Aufkommen. Die Steinkohleproduktion
läuft in Deutschland aus, dafür besitzt Deutschland
große Braunkohlereserven.
Die statische Reichweite, also der Quotient aus den
derzeit bekannten Reserven und der gegenwärtigen
Förderung, liefert einen groben Indikator für die
Knappheit eines Rohstoffs: Wann sind die Reserven
Verbesserte Energiesicherheit durch einen breiten Energieträgermix
Energiepolitik_1 | 2009
14
bei konstanter Förderung aufgebraucht? Die statische
Reichweite beträgt für Steinkohle 130 Jahre, für
Braunkohle 286 Jahre. Diese Zahlen decken sich
weitgehend mit den Schätzungen von Greenpeace
(2006) und dem VGB (2007). Durch den verstärkten
Import von Steinkohle steigen Versorgungsrisiken und
Preisunsicherheiten tendenziell zwar an (Campact o. J.),
allerdings sind die Importpreise für Steinkohle bisher
relativ konstant gewesen. Erst in letzter Zeit stiegen
die Kohlepreise im Gefolge des Ölpreisanstiegs stark
an. Durch weiter wachsende Nachfrage in China und
Indien und begrenzte Transportkapazitäten könnte sich
diese Entwicklung fortsetzen (VGB 2007). Bis zum Jahr
2030 gehen aber fast alle Energieszenarien von real
unveränderten Kohlepreisen im Vergleich zu 2005 aus.
Zudem wird in den meisten Szenarien für Deutschland
von einer geringeren Bedeutung der Steinkohle
ausgegangen. Heimisch geförderte Braunkohle
spielt dagegen eine gleichbleibend wichtige Rolle
in Deutschland, etwa in der energiewirtschaftlichen
Referenzprognose des BMWi (EWI/Prognos 2005).
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
15
Die Kosten verschiedener Stromerzeugungsoptionen
sind von den technischen und ökonomischen Charak-
teristika verfügbarer und zukünftiger Kraftwerkstech-
nologien abhängig. Sie setzen sich aus Kapital,- Be-
triebs- und Brennstoffkosten zusammen. Ein weiterer
wichtiger Bestandteil sind Kosten für CO2-Zertifikate
im Rahmen des europäischen Emissionshandels. Im Mit-
telpunkt der Entwicklung zukünftiger Kohlekraftwerke
stehen CO2-arme Kraftwerkstechniken, die im Betrieb
entstehendes CO2 abscheiden und anschließend spei-
chern. Die Stromgestehungskosten als Indikator für die
Kosteneffizienz ergeben sich, indem die verschiedenen
Kostenbestandteile über die gesamte technische Nut-
zungsdauer kumuliert, auf einen Gegenwartswert ab-
diskontiert und auf die erzeugte Strommenge bezogen
werden.
Die Prognosen zur Entwicklung der Energieträgerprei-
se sind zwar mit großen Unsicherheiten verbunden,
Tabelle 2 zeigt jedoch, dass Kohle in den nächsten
zwei Jahrzehnten in den ausgewerteten Studien deut-
lich billiger ist als Gas und damit als Brennstoff auch
weiterhin attraktiv bleibt. Die weiterhin hohen Öl- und
Gaspreise machen Kohle gerade für die Grundlastde-
ckung attraktiv (EIA 2008; IEA 2007; MIT 2007; Euro-
päische Kommission 2008). Im Gegensatz zu Erdgas
und insbesondere Rohöl wird für Kohle ein konstant
niedriger Liefer- (Braunkohle) und Einfuhrpreis (Stein-
kohle) prognostiziert. Der Brennstoffpreis ist einer der
Gründe dafür, dass trotz geringerer Investitionskos-
ten von Erdgaskraftwerken (IER 2008) die Stromge-
stehungskosten von Kohlekraftwerken niedriger sind
(Wagner 2004).
II. Kosten der KohleverstromungKohle bleibt kostengünstig
Tabelle 2: Entwicklung der Energieträgerpreise (in € MWh, 2008)
Einfuhrpreise: Kohle 2010 2020 2030
Europäische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 6,93 8,61 9,10
EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 6,46 6,75 7,02
European Commission (2008) 6,79 7,28 7,38
Einfuhrpreise: Erdgas
Europäische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 18,66 22,45 27,14
EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 12,61 14,54 16,25
European Commission (2008) 20,56 22,79 23,59
IEA (2007) 19,90 22,10
Preise frei Kraftwerk: Steinkohle
Europäische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 7,64 9,32 9,82
EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 7,08 7,49 7,66
EWI/EEFA (2007) 7,63 8,02 8,54
Preise frei Kraftwerk: Braunkohle
Europäische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 4,23 4,46 4,69
EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 4,12 4,12 4,12
EWI/EEFA (2007), variable Kosten 1,36 1,36 1,36
Preise frei Kraftwerk: Erdgas
Europäische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), Referenz 22,20 26,02 30,74
EWI/Prognos (2005), Niedrigpreis 14,86 16,67 18,32
EWI/EEFA (2007), Niedrigpreis, Spitzenlast 16,85 17,90 18,95
Niedrigpreis Mittellast 14,74 15,80 16,85
Referenz Spitzenlast 24,22 25,27 27,38
Referenz Mittellast 22,11 23,17 25,27
Quelle: eigene Berechnungen nach Europäische Kommission (2006), EWI/Prognos (2005), EWI/EFFA (2007)
Energiepolitik_1 | 2009
16
Bei der Kohleverbrennung gibt es unterschiedliche Tech-
nologiekonzepte: Dampfkraftwerke mit Staubfeuerung
bzw. Wirbelschichtfeuerung und Kombikraftwerke mit
Druckkohlenstaubfeuerung, Integrated Gas Combined
Cycle oder Externally Fired Combined Cycle (indirekt
kohlenbefeuerte Gasturbine); (siehe Infokasten). Den
verschiedenen Technologien werden unterschiedliche
Wirkungsgrade (siehe auch Tabellen 3 bis 5) und damit
CO2-Emissionen zugeschrieben. Allerdings sind noch
nicht alle Technologien kommerziell verfügbar.
Das Problem des noch zu geringen Wirkungsgrads
Infokasten: Technologiekonzepte bei der Kohleverstromung
Die Staubfeuerung (pulverized coal, PC) ist die am meisten verwendete Technologie: Ungefähr 90% aller
Kohlekraftwerke weltweit zermahlen Kohle zu Staub, um sie dann mit Luft in den Verbrennungsraum ein-
zublasen. Die bei der Verbrennung frei werdende Wärme verwandelt eingespeistes Wasser in Wasserdampf,
der schließlich eine Turbine antreibt. Dabei lassen sich unterkritischer (subcritical), überkritischer (supercritical)
und ultrasuperkritischer (ultrasupercritical) Zustand unterscheiden, was jeweils eine Steigerung des Drucks
und der Temperatur des Dampfes bedeutet und damit auch zu einer höheren Effizienz des Kraftwerks führt.
Während unterkritische (subcritical PC) und überkritische Staubfeuerung (supercritical PC) schon vielfach
verwendet werden, befindet sich die ultrasuperkritische Technologie noch in der Demonstrationsphase. Eon
baut z. B. eine Pilotanlage in Wilhelmshaven, die einen Wirkungsgrad über 50% erreichen soll.
Wirbelschichtfeuerung lässt sich unterteilen in atmosphärische Wirbelschichtfeuerung (Atmospheric Flu-
idized Bed Combustion, AFBC) und Druckwirbelschichtfeuerung (Pressurized Fluidized Bed Combustion,
PFBC). Bei dieser Verbrennungsart wird feinkörnige Kohle in eine Wirbelschicht eingeblasen und verbrannt.
Die Wirbelschicht ist eine Schüttung von Feststoffpartikeln, welche von unten mit Luft durchströmt wird.
Das Wirbelschichtverfahren funktioniert schon bei relativ niedrigen Temperaturen, wodurch weniger Stick-
oxide gebildet werden. SO2 kann schon während der Verbrennung in Kalk gespeichert werden. Zudem
können verschiedenste Kohlearten – auch solche mit schlechtem Wirkungsgrad – verwendet oder Bio-
masse zugefeuert werden. Während ca. 300 kommerziell arbeitende AFBC-Anlagen existieren, befindet
sich PFBC noch in der Demonstrationsphase. Prognos/EURACOAL erwarten hier nur 47% Wirkungs-
grad, während das European Energy Network des Forschungszentrums Jülich 53-55% Wirkungsgrad
für möglich hält (EEN 2003).
Druckkohlenstaubfeuerung unterscheidet sich von der oben beschriebenen Staubfeuerung dadurch, dass
die Verbrennung bei höherem Druck stattfindet und ein Kombiprozess mit Gasturbine integriert ist. Damit
Korrosion und Erosion in der Gasturbine vermieden werden, muss das Rauchgas vorher aufwendig gereinigt
werden. Diese Technologie ist noch in einer sehr frühen Entwicklungsphase und wird wohl nicht vor 2020
kommerziell verfügbar sein. Das European Energy Network erwartet auch hier mögliche Wirkungsgrade von
53-55% (EEN 2003). Integrated Gas Combined Cycle (IGCC) ist der bekannteste Kombiprozess und kom-
merziell verfügbar. Bei diesem Verfahren wird Kohle erst in Synthesegas – eine Mischung aus Wasserstoff
und Kohlenmonoxid – umgewandelt, bevor es gereinigt und schließlich in einer Gasturbine verbrannt wird,
um den Generator anzutreiben. Dieser Kraftwerkstyp ist insbesondere für CCS interessant. Externally Fired
Combined Cycle ist eine sehr junge Technologie, deren Bestandteile noch nicht alle entwickelt sind und
deren Verfügbarkeit nicht vor 2020 erwartet wird. Dieser Kombiprozess beinhaltet eine Heißluftturbine und
atmosphärische Feuerung. Möglicherweise erreicht diese Technologie 53% Wirkungsgrad (EEN 2003).
Quelle: Prognos/EURACOAL (2007), MIT (2007)
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
17
Tabelle 3 zeigt für den heutigen Kraftwerksbestand
Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO2-Emissionen
je nach Kraftwerkstyp (VGB 2004). Der Wirkungsgrad,
also der Quotient aus (elektrischem) Energieoutput
und der mit dem Energieträger eingesetzten Energie,
beträgt für deutsche Kohlekraftwerke im Durchschnitt
39%. Dies ist weit höher als der weltweite Durchschnitt
von 30%. Der Wirkungsgrad eines typischen chinesi-
schen oder russischen Kohlekraftwerkes beträgt gera-
de einmal 23% (EPPSA 2006). Dabei ist allerdings zu
beachten, dass der tatsächlich realisierte Wirkungsgrad
(Jahresnutzungsgrad) vom Lasteinsatz des Kraftwerks
abhängt. Während der genannte Nettowirkungsgrad
unter Idealbedingungen berechnet wird, ist der über
ein Jahr gemittelte Jahresnutzungsgrad von verschie-
Es wird mit einer erheblichen Steigerung der Wir-
kungsgrade von Kohlekraftwerken gerechnet. Da-
bei zeigen Studien zur weiteren Entwicklung der
Wirkungsgrade – mit Ausnahme der EWI/Prognos-
Studie – ein höheres Steigerungspotenzial für Koh-
lekraftwerke als für Erdgaskraftwerke (siehe Ta-
belle 4). Je nachdem, ob Jahresmittel oder Neu-
bauten betrachtet werden, wird für Steinkohle-
kraftwerke bis 2030 eine Steigerung des Wirkungs-
grads auf 52% bzw. 58% prognostiziert. Braunkoh-
lekraftwerke haben einen leicht niedrigeren Wir-
kunggrad.
denen Einschränkungen wie den Volllaststunden ab-
hängig.
Wird ein Kraftwerk nicht nur in Grundlast verwendet
(ab 7500 Stunden pro Jahr), sondern muss öfter an-
und abgeschaltet werden, verringert sich die Effizienz
um bis zu 4,4 Prozentpunkte und die CO2-Emissionen
pro kWh steigen. Außerdem sind Wirkungsgrad und
Emissionen von der Größe des Kraftwerks abhängig: Je
weniger elektrische Leistung von dem jeweiligen Kraft-
werk erbracht wird, desto niedriger ist die Effizienz. Als
letzte Einflussgröße ist die Brennstoffbasis zu beachten:
Selbst kleinste Erdgaskraftwerke arbeiten mit höherer
Effizienz und stoßen nur halb so viel Kohlendioxid aus
wie Kohlekraftwerke.
Die Reihenfolge der Energieträger wird sich dadurch im
Beobachtungszeitraum allerdings nicht ändern. Erdgas-
kraftwerke haben bereits heute so hohe Wirkungsgrade
wie Kohlekraftwerke höchstens 2030 erreichen können.
Allerdings zeigt sich auch, dass insbesondere IGCC-
Anlagen recht früh hohe Wirkungsgrade erreichen kön-
nen (Prognos/EURACOAL 2007). Diese Kraftwerksart ist
der bekannteste Kombiprozess, der bereits kommerziell
verfügbar und insbesondere für CCS interessant ist. Die
Stromgestehungskosten von Kohlekraftwerken sind so-
wohl heute als auch in Zukunft niedriger als bei anderen
Stromerzeugungstechnologien (siehe Tabelle 6).
Tabelle 3: Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO2-Emissionen nach Kraftwerkstyp (heutiger Durchschnitt)
Anlagentyp
elektrische
Bruttoleistung
in MW
Nettobest-
Wirkungs-
grad in %
Jahresnutzungsgrad in %/CO2- Emissionen in g/kWh
je nach Volllastbenutzungsstunden
2500 4000 6000 7500
Steinkohle,
Staub-
feuerung
100 41 35.6/952 37.3/908 39.3/862 40/846
300 43 37.6/901 39.3/862 41.3/862 42/806
600 45,9 40.5/837 42.2/803 44.2/766 44.9/754
Gas-Öl- 100 45 39.6/510 41.3/489 43.3/466 44/458
Kraftwerk 300 47 41.6/485 43.3/466 45.3/446 46/438
Erdgas-
Gas und
Dampf
(GuD)-
Kraftwerk
<50 50 44.6/453 46.3/436 48.3/418 49/411
120 53 47.6/424 49.3/409 51.3/393 52/388
250 54,5 49.1/411 50.8/397 52.8/382 53.5/377
350 56 50.6/399 52.3/386 54.3/372 55/267
>350 57,5 52.1/387 53.8/375 55.8/362 56.5/357
Quelle: VGB (2004)
Energiepolitik_1 | 2009
18
Fast 30 Kohlekraftwerke sind für Deutschland geplant
oder befinden sich im Bau. Gegen diese Bauvorhaben
gibt es teilweise heftige Proteste von Umweltgruppen.
Es wird argumentiert, dass durch neue Kohlekraftwerke
mit einer Laufzeit von mindestens 40 Jahren eine Pfad-
abhängigkeit im Energiesystem geschaffen werden
könnte. Während der Braunkohleverband daraus die
Notwendigkeit zu verstärkten Anstrengungen in Rich-
tung CCS ableitet (Hubig o. J.), sehen Umweltgruppen
darin ein deutliches Hindernis für den Ausbau erneuer-
barer Energien, die um Forschungsgelder und Infrastruk-
tur konkurrieren (Campact o. J.; BUND 2006; WI 2007).
Viele Umweltverbände befürchten zudem, dass durch
neue Kohlekraftwerke die notwendige Energiewende
„verbaut“ wird und die Chancen einer Umstrukturie-
rung des Energiesystems sinken. Da aufgrund des ho-
hen technischen und finanziellen Aufwandes Standorte
mit Großanlagen bevorzugt würden, werde die Ent-
wicklung dezentraler KWK-Anlagen gebremst (BUND
2006). Auch sind Kohlekraftwerke besser für Grundlast
geeignet und damit schlechter mit erneuerbaren Ener-
gien zu kombinieren (wie übrigens auch die Kernener-
gie), welche höhere Flexibilität verlangen (vgl. BUND
2006; Campact o. J.). Besonders deutlich wird dieses
Problem in Norddeutschland, wo eine außerordent-
lich hohe Windenergienutzung, die in Zukunft noch
durch Offshorewindanlagen ausgebaut werden soll,
und günstige Bedingungen für Kohlekraftwerke, durch
die Nähe zu Importkohle und effizientere Meerwasser-
Tabelle 4: Prognostizierte Wirkungsgrade (in %)
2005 2010 2020 2030
EWI/Prognos (2005), zum Zeitpunkt möglich
konventionelles Steinkohlekraftwerk 47 2025: 58
konventionelles Erdgas-GuD-Kraftwerk 58 2025: 74
EWI/ EEFA (2007), typisches Jahresmittel, Neuanlagen
Steinkohlekraftwerk (800 MW) 45 45 51 52
Braunkohlekraftwerk (1000 MW) 43 43 47 51
Erdgas-GuD-Kraftwerk (2 x 400 MW) 58 58 61 63
Europäische Kommission (2008), Durchschnitt alter und neuer Kraftwerke
feste Brennstoffe 31 34 37 41
großes Gaskraftwerk 42 48 50 52
kleines Gas-Öl-Kraftwerk 29 38 41 42
Biomassekraftwerk 22 28 32 34
Pognos/EURACOAL (2007), Neubauten
Steinkohle-PC-Kraftwerk 46,5 47 50,5 52
Braunkohle-PC-Kraftwerk 43,5 44 48,5 50,5
IGCC-Steinkohlekraftwerk 45-48 52
IGCC-Braunkohlekraftwerk 42 52
AFBC-Kraftwerk 38-40 44
PFBC-Kraftwerk 42 47
Erdgas-GuD-Kraftwerk 58 60 62,5 65
Quelle: VGB (2004)
Die geplante Erneuerung des Kohlekraftwerksparks
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
19
kühlung, aufeinandertreffen. Außerdem wird die Lage
noch dadurch erschwert, dass Verbrauchsschwerpunk-
te in dieser Region weitgehend fehlen (Wagner 2004).
Heute geplante und gebaute Kraftwerke sollen weit-
aus höhere Wirkungsgrade erzielen als bestehende
Anlagen. So möchte DONG Energy in Lubmin ein
Steinkohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von
47% bauen, das 2012 ans Netz gehen soll und Eon
in Wilhelmshaven eine Pilotanlage mit über 50% Wir-
kungsgrad bis 2014. Dies bedeutet eine Steigerung
von 9 bis 12 Prozentpunkten gegenüber dem Durch-
schnitt der heutigen deutschen Steinkohlekraftwerke.
Braunkohleneuanlagen können schon heute einen
Wirkungsgrad von 43% erreichen. Eines der Haupt-
ziele, welches mit der Entwicklung höherer Wirkungs-
grade verfolgt wird, ist sicherlich die Verminderung
der Treibhausgasemissionen.
So rechnen deutsche Kraftwerksbetreiber mit einer
CO2-Reduktion von 20% bei Steinkohle und 30% bei
Braunkohle durch den Bau effizienterer Neuanlagen.
Der BUND kommt in einer Studie über das geplan-
te Kohlekraftwerk in Hamburg-Moorburg hingegen
zu dem Ergebnis, das neu gebaute Erdgaskraftwer-
ke mit KWK aufgrund geringerer Investitionskosten
wirtschaftlicher seien als ein vergleichbares Steinkoh-
lekraftwerk. Letzteres könnte durch vollständige Ver-
steigerung von Emissionszertifikaten sogar unrentabel
werden (vgl. BUND 2007). Tabelle 5 gibt eine Übersicht
der in Deutschland geplanten und teils schon begon-
nen Anlagen.
Durch die Bevorzugung neuer Kohlekraftwerke zu Be-
ginn des Emissionshandels der EU sind Kohlekraftwer-
ke politisch gefördert worden. Mit dem europäischen
Klima- und Energieabkommen wird für die dritte Phase
des Emissionshandels ab 2012 von der bisherigen frei-
en Vergabe von Zertifikaten abgewichen. Das Emissi-
onshandelssystem mit ambitionierten Zielen und einer
vollständigen Versteigerung der Emissionszertifikate
in der Stromerzeugung führt dazu, dass tendenziell
weniger Kohlekraftwerke weiter betrieben oder neu
gebaut werden. Dadurch verhindert das Emissions-
handelssystem durchaus übermäßige Investitionen in
Kohlekraftwerke, die zu einer langfristigen Festlegung
auf hohe CO2-Intensitäten in der Stromerzeugung
führen würden.
Langfristig steigende CO2-Preise bei Vollauktionierung
bedrohen nämlich die ökonomische Vorteilhaftigkeit
von Kohlekraftwerken. Es kommt somit nicht mehr zu
sogenannten Windfall Profits bei den Stromerzeugern
wie in den ersten beiden Phasen des Emissionshan-
dels. Vielmehr setzt die vollständige Auktionierung im
Stromsektor ein wichtiges Signal für Deutschland und
Europa, welches durch langfristige Absichtserklärungen
bis 2050 noch verstärkt wird. Bei der Investitionsent-
scheidung werden also in der Zukunft CO2-Preise und
damit Klimaexternalitäten von den Stromerzeugern be-
rücksichtigt werden.
Neubauten von Kohlekraftwerken in Europa sind daher
aus umweltökonomischer Sicht weniger problematisch.
Sie bilden zwar einen hohen Sockel von CO2-Emissio-
nen für die Zukunft. Dies führt aber durch die Logik
des Emissionshandels zu verstärkten Reduktionsan-
strengungen in anderen Bereichen und damit zu einem
Anstieg der CO2-Preise. Dadurch reduziert sich auch
die Vorteilhaftigkeit der Stromerzeugung durch Kohle.
Werden zukünftige CO2-Zertifikatspreise miteingerech-
net, kann sich die Reihenfolge von Kohle und Erdgas
so ändern. Nach Berechnungen des IER geschieht dies
unter Zugrundelegung der Preisprognosen „Prognos
Niedrigpreis“ ab einem Zertifikatspreis von 22€/t CO2
(IER 2008). Abschätzungen für die dritte Phase des EHS
der EU zwischen 2012 und 2020 lassen auf CO2-Preise
schließen, die sich in dieser Größenordnung bewegen
(Löschel und Moslener 2008).
Erst mit der Einführung der CCS-Technologie werden
Kohlekraftwerke unabhängiger von der CO2-Preis-
entwicklung. Diese Technologie könnte für Braunkoh-
lekraftwerke (Steinkohlekraftwerke) schon ab einem
CO2-Preis von 19€ (24€) lohnend sein, für Erdgaskraft-
Emissionshandel entscheidend für Kohlekraftwerksneubau
Energiepolitik_1 | 2009
20
Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland
Wer baut
Ort
Bre
nn
sto
ffSt
ein
koh
le
ans
Net
zb
is
Lstg
. in
MW
CO
2/a,
M
io. t
Wir
kun
gs-
gra
d
I-K
ost
en
(Mrd
. €)
I-K
ost
enp
ro k
W
KW
K C
aptu
reR
ead
y
BKW/Advanced Power
Dörpen ja 2014 900 5,1 46 1 1111,11 ja ja
DONG Energy Lubmin mit Heizöl
2012 2x800 9 47 1,8 1125,00
DONG Energy Emden ja 2012 800 4,5 2 2500,00
Dow Chemical & EnBW
Stade mit Gas 2014 1000 ? 1,2 1200,00 ja
Electrabel Brunsbüttel, Stade & WHV
ja 2010 800 4,5 46 1 1250,00
EnBW Karlsruhe ja 2011 800 4,5 46 >1 >1250 ja ja
Eon Stade ja offen 800 4,5 ca. 46
Eon Wilhelmshaven ja 2014 500 2,8 50+ 1 2000,00
Eon Datteln(NRW) ja 2011 1100 6,2 45 1,2 1090,91 ja ja
Eon/SW Hannover
Staudinger ja 2013 1100 6,2 45 1,2 1090,91 ja ja
Evonik Herne ja 2011 750 45 0,8 1066,67 ja
Evonik/EVN Duisburg-Walsum
ja 2011 750 4,2 45 0,8 1066,67
GETEC Brunsbüttel ja 2013 800 4,5 46 >1 >1250 ja
GKM Mannheim ja 2013 911 5 46,4 1,2 1317,23 ja ja
KMW Mainz ja 2012 800 4,2 46 >1 >1250 ja
MIBRAG Braun-kohle
2012 660 4,4 0,66 1000,00
MVV, Eon & SW Kiel
Kiel ja 2015 800-1100
4,5-6,2
RWE Neurath (NRW) Braun-kohle
2010 2200 16 >43 2,2 1000,00
RWE Bergheim-Nie-deraußem
Braun-kohle
2014 450 1 2222,22 mit CCS
RWE Hamm/West-falen
ja 2011 2x800 8,6 46 2 1250,00 ja
Stadtwerke Düsseldorf
Düsseldorf ja 2012 400 2,2 45 ja ja
Südweststrom/Iberdrola
Brunsbüttel ja 2012 1600 9 2,5-3 1562,5-1875
Trianel Krefeld-Uerdingen
ja 2012 750 4,2 46 1 1333,33 ja ja
Vattenfall HH-Moorburg ja 2012 1640 9,2 46,5 2 1219,51 ja
Vattenfall B-Klingenberg ja 2012 800 4,5
Vattenfall Boxberg Braun-kohle
2011 675 4,8 >43 0,65 962,96 ja
RWE ? 2014 450 40 1 2222,22 mit CCS
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
21
werke erst ab einem CO2-Preis von 40€ (IER 2008). Ob
Kohlekraftwerke auch bei rascher kommerzieller Ein-
führung von CCS einen Kostenvorsprung gegenüber
erneuerbaren Technologien haben, ist umstritten (WI
2007). Der NABU rechnet damit, dass 2020 erneuer-
bare Technologien günstiger als CCS-Kohlekraftwerke
sein werden (vgl. NABU 2008). Auch der WBGU unter-
stützt eine globale Emissionsstrategie die nur auf er-
neuerbaren Energien und Energieeffizienz beruht, u. a.
mit der Begründung, dass CCS sehr viel teurer sein wird
(vgl. WBGU 2003). In jedem Fall kritisch ist die Nutzung
der Kohle in den Entwicklungs- und Schwellenländern
zu sehen, welche wohl auch langfristig keine CO2-Re-
duktionsverpflichtungen übernehmen werden.
Die Erneuerung des deutschen Kraftwerksparks bis
2020 hat Auswirkungen auf Stromgestehungskosten
und CO2-Emissionen. Das ökonomische und ökologi-
sche Potenzial alternativer Entwicklungen des Kraft-
werksparks unter der Annahme des Kernenergieaus-
In Variante 1 mit Ersatz konventioneller Kraftwerke bei
Erreichen der Anlagenlebensdauer steigen die Strom-
gestehungskosten auf 3,64 ct/kWh gegenüber dem
Referenzfall des Jahres 2000 mit 3,08 ct/kWh. Trotz
gestiegener Nettostromerzeugung führt der technische
Fortschritt zu Brennstoffeinsparungen von etwa 12%
im Jahr 2020. Die CO2-Emissionen nehmen um 12%
zu. In Variante 2 mit Ersatz bei Erreichen der Abschrei-
bungsdauer betragen die Brennstoffeinsparungen im
Jahr 2020 sogar 14%. Die Stromgestehungskosten bei
früherem Ersatz in Variante 2 sind zwar mit 4,32 ct/
kWh höher als in Variante 1, dafür nehmen die CO2-
Emissionen nur um 3,8% zu.
Die günstigste Lösung zum Ersatz von Kernkraftwerks-
leistungen ist die Braunkohle, gefolgt von Steinkohle
und Erdgas. Offshorewind ist die einzige regenera-
tive Option mit interessantem Ausbaupotenzial. Im
Fall eines Kraftwerksersatzes und Beibehaltung des
eingesetzten Energieträgers führt der technische Fort-
stiegs wird anhand von zwei Varianten in Wagner
(2004) analysiert: In Variante 1 werden konventionelle
Kraftwerke bei Erreichen der Anlagenlebensdauer (40
Jahre für konventionelle Kraftwerke) durch moder-
ne Kraftwerke mit gleichem Energieträger ersetzt; in
Variante 2 werden konventionelle Kraftwerke bereits
bei Erreichen der Abschreibungsdauer (20 Jahre für
konventionelle Kraftwerke) durch gleiche Energieträ-
ger ersetzt. Abgeschaltete Kernkraftwerke werden
jeweils soweit möglich durch erneuerbare Energien
ersetzt, fehlende Erzeugung durch den Neubau von
konventionellen Kraftwerken gedeckt. Als Basis dient
der Kraftwerkspark aus dem Jahre 2000. In beiden
Varianten wird der Rückgang der Kernenergie durch
Windkraftanlagen, Steinkohle- und Erdgaskraftwerke
kompensiert. Die übrigen regenerativen bzw. innova-
tiven Kraftwerke übernehmen nur einen relativ klei-
nen Teil der Stromerzeugung. Es kommt also weitge-
hend zum Rückgriff auf konventionelle Technologien
(Kohle, Erdgas).
schritt bei Braun-, Steinkohle- und Erdgaskraftwerken
immer zu Energie- und Emissionsreduzierungen. In
Variante 1 (Ersatz bei Erreichen der Anlagenlebens-
dauer) sind diese Einsparungseffekte bei Braun-,
Steinkohle- und Erdgaskraftwerken durch existieren-
de Techniken bei geringeren Kosten gegenüber dem
Referenzfall möglich. Insbesondere bei der Braunkohle
ergeben sich im Vergleich mit „2000 Ist“ Mehrkosten
von –0,182 €/kgCO2. In Variante 2 (Ersatz bei Errei-
chen der Abschreibungsdauer) sind die Vermeidungs-
kosten immer positiv (Tabelle 6). Variante 1 und insbe-
sondere Braunkohle-, Steinkohle- und Gaskraftwerke
erscheinen somit vorteilhaft bei der Umstrukturierung
des Kraftwerksparks oder dem Ersatz alter Stromer-
zeugungsanlagen.
Auswirkungen der Erneuerung des Kohlekraftwerksparks
Energiepolitik_1 | 2009
22
Tabelle 6: Auswirkungen bei einer Veränderung des Kraftwerksparks
Stand der
Technik:
Kraftwerkstyp Braunkohle Steinkohle Erdgas
2000 Ist Erzeugung GWh/a 134,36 115,323 36,249
spez. Gestehungskosten €/kWhel 0,024 0,034 0,049
spez. CO2-Emissionen kg CO2/kWhel 1,057 0,973 0,53
2020 Var. 1 Erzeugung GWh/a 130,085 162,315 45,649
spez. Gestehungskosten €/kWhel 0,021 0,031 0,045
spez. CO2-Emissionen kg CO2/kWhel 1,042 0,868 0,491
Vergleich Mehrkosten €/kWhel -0,003 -0,002 -0,004
mit CO2-Einsparung kgCO2/kWhel 0,016 0,105 0,04
2000 Ist Vermeidungskosten CO2 €/kg CO2 -0,182 -0,022 -0,111
2020 Var. 2 Erzeugung GWh/a 153,067 131,546 53,437
spez. Gestehungskosten €/kWhel 0,034 0,04 0,049
spez. CO2-Emissionen kg CO2/kWhel 0,928 0,849 0,405
Vergleich Mehrkosten €/kWhel 0,01 0,007 0
mit CO2-Einsparung kg CO2/kWhel 0,129 0,123 0,125
2000 Ist Vermeidungskosten CO2 €/kg CO2 0,075 0,056 0,004
Quelle: Wagner (2004)
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
23
Kohleförderung, -transport und -verstromung sind in
hohem Maße umwelt- und klimaschädlich. Bei Be-
trachtung der Umweltverträglichkeit von Kohle werden
insbesondere die Wirkungen der damit verbundenen
CO2-Emissionen und die Gesundheitsschäden durch
Luftschadstoffe berücksichtigt. Die Umweltschäden
der Kohlenutzung, welche dem Verursacher nicht an-
gelastet werden, sollen aus umweltökonomischer Sicht
durch geeignete Instrumente internalisiert werden. In
der öffentlichen Diskussion zu den externen Kosten
werden insbesondere die CO2-Emissionen der Kohle-
verstromung betrachtet. Zu den gesamten externen
Kosten gibt es allerdings nur wenige Studien (so auch
IPCC 2005).
DLR und ISI haben die externen Kosten der Stromer-
zeugung unter Verwendung der ExternE-Methode (Eu-
ropäische Kommission 1999) abgeschätzt (Krewitt und
Schlomann 2006). Die quantifizierbaren externen Kos-
ten für ein Braunkohledampfkraftwerk (mit Wirkungs-
grad von 40%) werden auf mehr als 7,9 ct/kWh bezif-
fert, für ein Steinkohledampfkraftwerk auf 6,3 ct/kWh.
Den größten Anteil an den externen Kosten haben
hierbei Schäden durch den Klimawandel, die mit 70€/t
CO2 angenommen werden. Werden lediglich Schäden
von 15€/t CO2 angenommen, belaufen sich die exter-
nen Kosten bei Kohlekraftwerken auf 1,5 bis 2 ct/kWh
und bei Gaskraftwerken auf 0,75 ct/kWh. Alle anderen
Schadenskategorien führen nur zu externen Kosten von
maximal 0,5 ct/kWh. Berücksichtigt werden dabei Ge-
sundheitsschäden durch Luftschadstoffe, Ernteverluste
und Materialschäden. Nicht quantifizieren lassen sich
Schäden durch Extremereignisse, Auswirkungen auf
die Versorgungssicherheit oder geopolitische Effekte.
Allerdings sind letztere für Kohle nicht erheblich. Auch
externe Kosten durch Versauerung und Eutrophierung
werden nicht quantifiziert (Krewitt und Schlomann
2006). Bei voller Anlastung der externen Effekte bleibt
die Reihenfolge in den Stromgestehungskosten erhal-
ten, allerdings sind Kohle und Gas nun etwa gleichauf
(IER 2005).
Betrachtet man außer Klimaschäden auch Som-
mersmog, Eutrophierung (durch NOx und NH3) und
Versauerung, so schneiden bei allen drei Kategorien
Kohlekraftwerke mit CCS schlechter ab als erneuerba-
re Energien. Erdgas ist nur bezogen auf Eutrophierung
schlechter (WI 2007). Greenpeace weist zudem auf wei-
tere versteckte soziale Kosten und Umweltkosten hin
(vgl. Greenpeace o. J.). Diese beziehen sich besonders
auf die Probleme, die durch den Abbau von Braunkohle
entstehen. Wegen des immensen Landbedarfs mussten
in den letzten 50 Jahren 30.000 Menschen umgesie-
delt werden. Außerdem wird durch die für den Abbau
notwendigen Entwässerungen der Grundwasserspiegel
gesenkt, sodass Trinkwasserreserven zerstört werden
und die Wasserqualität durch Salz, Eisen und Schwer-
metalle verschlechtert wird. Nach Beendigung des
Abbaus entstehen durch Rekultivierung Bergbaufolge-
landschaften aus Seen und minderwertigem Forst- und
Ackerland (Greenpeace 2006; Aktionsbündnis Zukunft
statt Braunkohle 2007).
Diese externen Kosten können bisher nicht zufrieden-
stellend monetarisiert werden. Allerdings wird vonseiten
der Kraftwerksbetreiber darauf verwiesen, dass jedes
Kraftwerk vor Inbetriebnahme einer Umweltverträg-
lichkeitsuntersuchung unterzogen wird. Diese schließt
Auswirkungen auf Menschen, Tiere, Pflanzen und bio-
logische Vielfalt als auch auf Boden, Wasser, Luft, Kli-
ma und Landschaft, aber ebenso auf Kulturgüter und
sonstige Sachgüter sowie Wechselwirkungen zwischen
den genannten Schutzgütern ein (EnBW 2007). Vor-
handene Umweltrichtlinien werden eingehalten und
teilweise unterboten (vgl. Eon 2008; Linksammlung für
Tabelle 5).
III. UmweltverträglichkeitKohle ist umweltschädlich
Energiepolitik_1 | 2009
24
Das rasche Wachstum der Emissionen in den letzten
Jahren ist vor allem auf die Renaissance der Kohle und
den Anstieg der CO2-Emissionen aus Kohlekraftwer-
ken zurückzuführen. Tatsächlich war Kohle 2005 so-
wohl weltweit als auch in Deutschland für 40% der
Der prognostizierte Anteil der Kohle an den CO2-Emis-
sionen wird ungefähr proportional zum Anteil der Kohle
an der Verstromung nach den Szenarien der IEA (siehe
auch Tabelle 1) weltweit wohl noch steigen, in Europa
allerdings sinken (Tabelle 8) (IEA 2007). Im Referenzsze-
nario steigen die globalen Emissionen zwischen 2005
und 2030 um 57% an. Der Großteil dieses Anstiegs
ist auf das Wachstum des Energieverbrauchs in China
zurückzuführen, das die Vereinigten Staaten kürzlich
als größten Emittenten von Treibhausgasen abgelöst
hat. Die CO2-Szenarien für Europa hängen allerdings
stark von den zu erwartenden Politikmaßnahmen, Prei-
sen und technischen Gegebenheiten ab. So werden
bei einem Preis von 30€/t CO2 nur wenig ansteigen-
de Gesamtemissionen in Europa erwartet. Sinkende
Gesamtemissionen werden nur in einem Szenario mit
einem hohen CO2-Preis von 45€/t CO2, ab 2020 ver-
pflichtendem CCS und Weiterführung der Kernenergie
Kohlendioxidemissionen verantwortlich (vgl. EIA 2008).
In Europa lag der Beitrag der Kohle etwas niedriger bei
30% (OECD 2007). Allein die deutsche Kohleverstro-
mung ist für mehr als 8% der gesamten europäischen
Emissionen verantwortlich (Tabelle 7).
erwartet. In allen anderen Szenarien steigen sowohl
Kohleanteil als auch CO2-Emissionen mittelfristig an
(Prognos/EURACOAL 2007).
Kohle ist für den Anstieg der CO2-Emissionen verantwortlich
Tabelle 7: Emissionsanteile der Kohleverstromung in Europa 2005 (in %)
kohlebedingte Emissionen an den
Emissionen des Mitgliedsstaates
Emissionen des Mitgliedsstaates
an den EU-Emissionen
Polen 70,22 7,61
Deutschland 40,28 20,94
Spanien 23,43 8,80
Großbritannien 26,21 13,64
Italien 13,96 11,68
Frankreich 13,36 10
EU12 57,75 15,90
EU15 25,50 84,10
EU27 30,63 100
Quelle: OECD (2007)
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
25
Tabelle 8: Prognostizierte Anteile der Kohle an den CO2-Emissionen
Historisch Referenzszenario Alternativszenario
1990 2005 2015 2030 2015 2030
EU27 43 31 28 26 23 17
China 85 82 82 78 81 76
Indien 69 67 68 69 67 64
Japan 28 35 37 35 36 32
USA 37 37 38 39 37 35
Welt 40 41 44 45 43 40
Quelle: IEA (2007)
Über den Zertifikatepreis im Emissionsrechtehandel
sollen die externen Kosten der CO2-Emissionen durch
Kohleverstromung, also die Kosten von Umweltschä-
den, die nicht im individuellen Entscheidungskalkül
Berücksichtigung finden, eingepreist werden. Kli-
maveränderung und deren Folgewirkungen durch
Treibhausgasemissionen erhalten so einen Preis.
Externe Kosten sind ein Richtwert zur Bewertung
klimapolitischer Maßnahmen. Bewegen sich die Zer-
tifikatepreise pro Tonne CO2 auf ähnlichem Niveau
wie die sozialen Kosten der Emission einer Tonne
CO2, so werden die Externalitäten ökonomisch korrekt
im Entscheidungskalkül der Akteure berücksichtigt.
In einer umfassenden Metaanalyse von 211 Schätzun-
gen zu den sozialen Kosten des Klimawandels kommt
Tol (2008) zu durchschnittlichen sozialen Kosten von
5 €/t CO2. Die Wahrscheinlichkeit dafür, dass die so-
zialen Kosten der CO2-Emission über 15 €/t CO2 liegen
beträgt weniger als 1%. Insbesondere sind die Schät-
zungen des Stern Review (Stern 2006) vergleichswei-
se hoch, selbst im Verhältnis zu anderen Studien mit
niedrigen Diskontraten und Berücksichtigung der Un-
terschiede im Wohlstand zwischen Regionen durch so-
genanntes Equity Weighting.
Im Vergleich zu diesen Werten für die sozialen Kos-
ten des Klimawandels kommt die Folgenabschätzung
der Europäischen Kommission, die weitgehend auf Si-
mulationsrechnungen des ZEW mit dem rechenbaren
allgemeinen Gleichgewichtsmodell PACE basiert, zu
dem Ergebnis, dass die strikten Ziele des europäischen
Klima- und Energieabkommens zu Zertifikatepreisen
in der dritten Phase des Emissionshandels von bis zu
40 €/t CO2 führen (Löschel und Moslener 2008). Die
CO2-Preise lägen dann über den sozialen Kosten des
Klimawandels. Kommt es unter Berücksichtigung der
sozialen Kosten zur Weiterführung oder zum Neubau
von Kohlekraftwerken, so ist dagegen ökonomisch we-
nig einzuwenden.
Im Übrigen führt der Verzicht auf den Neubau von
Kohlekraftwerken zu keinerlei CO2-Einsparung. Durch
den EU-weiten Zertifikatehandel wird eine CO2-
Obergrenze für die betroffenen Sektoren in Europa
festgelegt und bleiben die Emissionen im Emissions-
handelssystem in allen Energieszenarien unverändert.
Mehr erneuerbare Energien im Stromsektor führen
dazu, dass die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten in
der Stromerzeugung sinkt, dadurch sinken die Zerti-
fikatepreise und die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten
in anderen Bereichen des Emissionshandelssystems
steigt. Die gesamten Emissionen bleiben also unab-
hängig von politischen Eingriffen auf technologischer
Ebene – etwa einer Verhinderung des Neubaus von
Kohlekraftwerken – gleich.
Externe Kosten und EU-Emissionshandel
Energiepolitik_1 | 2009
26
mit gewöhnlichen Staubfeuerungskraftwerken kombi-
niert werden und ist als einziges Verfahren heute be-
reits anwendbar. Allerdings bedeutet die Integration
eines Abspaltungsprozesses Wirkungsgradverluste von
21 bis 27% und somit auch hohe CO2-Vermeidungs-
kosten (WI 2007). Pre-Combustion in Verbindung mit
IGCC-Technologien bietet die günstigste Möglichkeit,
Kohlendioxid abzuspalten.
Diese Abspaltung wird in der chemischen Industrie
zwar schon verwendet, es existieren aber noch kei-
ne großtechnischen Anlagen (Prognos/EURACOAL
2007; WI 2007). Oxyfuel kann prinzipiell mit allen
Kraftwerkstypen kombiniert werden. Da bei der Ver-
brennung mit reinem Sauerstoff keine Stickoxide
entstehen, entfällt die aufwendige Entstickungsanla-
ge. Allerdings ist die Sauerstoffherstellung sehr ener-
gieintensiv und das Verfahren ist noch nicht für eine
großtechnische Realisierung bereit (WI 2007). Das MIT
rechnet damit, dass Abspaltung mittels Oxyfuel billi-
ger als Post-Combustion sein wird, aber nicht güns-
tiger als Pre-Combustion in einer IGCC-Anlage mit
einem Wirkungsgradverlust von 19% (MIT 2007). Die
größten CO2-Reduktionen erreicht man durch die Ver-
wendung höherer Temperaturen und höheren Drucks
(Ultrasupercritical-Kraftwerk) und dortige CO2-Ab-
spaltung (736g CO2 weniger pro kWh im Vergleich zu
einem Supercritical-Kraftwerk ohne Abspaltung) oder
durch ein IGCC mit Abspaltung (728 g/kWh Redukti-
on zu oben genannter Basis).
Tatsächlich sollen 11 der 29 geplanten deutschen Koh-
lekraftwerke capture ready gebaut werden, also Platz
und technische Möglichkeiten für spätere CO2-Ab-
scheidungsanlagen lassen. Insbesondere Post-Combus-
tion, aber auch der Oxyfuel-Prozess können in ein be-
stehendes System integriert werden. Vorinvestitionen
für eventuelle spätere CO2-Abscheidung scheinen je-
doch nicht sinnvoll. Einzig das Einplanen eines späteren
Platzbedarfs für solche Erweiterungen und die Nähe
zu einer möglichen Speicherungsstätte sollten bedacht
werden. Nachrüstungen gehen mit extrem hohen Wir-
kungsgradverlusten einher. Nur IGCC-Anlagen schei-
nen sich für nachträgliche Abspaltungserweiterungen
wirklich zu empfehlen, allerdings auch nur unter der
Prämisse, dass schon eine für CCS passende Vergaser-
technologie vorliegt (MIT 2007).
Kohleverbrennung kann durch sogenannte Clean-Coal-
Technologien, welche entweder durch Wirkungsgrader-
höhungen den Brennstoffbedarf und Emisssionsaustoß
von Kohlekraftwerken verringern oder Kohlendioxid
zur späteren Speicherung abspalten, klimafreundlicher
werden. So sparen die meisten neu gebauten Anlagen
20% CO2 im Vergleich zu Altanlagen. Wirkungsgrade
von Gaskraftwerken bleiben aber unerreichbar (EWI/
Prognos 2007; Prognos/EURACOAL 2007). Die Aus-
wirkungen von Effizienzverbesserungen auf die CO2-
Emissionen sind jedoch unklar: Einerseits wird für den
gleichen Energieoutput weniger Kohle benötigt, ande-
rerseits erhöhen technologische Verbesserungen die
Attraktivität der Kohleverstromung (Rebound-Effekt).
Insgesamt könnte global die Nachfrage steigernde Wir-
kung überwiegen (IEA 2007; MIT 2007; Europäische
Kommission 2008).
Wirkungsgradverbesserungen allein werden nicht aus-
reichen, um eine Stabilisierung der CO2-Emissionen
zu erreichen. Dieses Ziel scheint nur mit zusätzlicher
Anwendung von Technologien zur Abspaltung und
Speicherung von CO2, dem sogenannten CCS, mög-
lich, welche CO2 zur späteren Speicherung in Gestein,
Salinen oder unter dem Ozean bei der Verbrennung
fossiler Energieträger abscheiden. Ob und wann Koh-
lekraftwerke mit CCS in Zukunft wirtschaftlich sind,
hängt von der Entwicklung der CO2-Preise ab. Das MIT
erwartet die Marktreife von CCS-Technologien, also die
wirtschaftlich sinnvolle Abspaltung und Speicherung
von CO2, ab CO2-Preisen von 25 USD/t CO2. In diesem
Falle könnte der Kohlekonsum steigen und trotzdem
eine Stabilisierung der CO2-Emissionen möglich sein
(MIT 2007).
Die Attraktivität von Kohle durch die CO2-Abspaltung
in Kraftwerken geht allerdings mit höheren Stromer-
zeugungskosten und Wirkungsgradeinbußen einher.
Das MIT hat Vermeidungskosten und Effizienzverlust
verschiedener Kraftwerkstechnologien mit und ohne
CCS untersucht (Tabelle 9).
Allgemein unterscheidet man drei Arten, Kohlendioxid
abzuspalten: Pre-Combustion (vor der Verbrennung),
Post-Combustion (Abspaltung nach der Verbrennung
aus dem Rauchgas) und Oxyfuel (Verbrennung mit rei-
nem Sauerstoff anstatt Luft). Post-Combustion kann
Technologien zur Abspaltung und Speicherung von CO2
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
27
Retrofits/nachträgliche Umrüstungen
Technologie subcritical PC supercritical PC IGCC 3)
mit MEA oxyfuel mit MEA oxyfuel GE full quench Vergaser
COE (1), ct/kWh 7,71 6,76 6,59 5,61 ca. wie geplantes
IGCC
CO2-VK(2) vs. gleiche Technologie ohne CCS $/t
71,4 58 62,6 48
CO2-VK(2) vs. supercritical PC ohne CCS, $/t
CO2-Redukt. ggü supercrit. PC ohne CCS (g/kWh)
-670 -680 -700 -710
CO2-Reduktion ggü. gleicher Tech. ohne CCS
Effizienzverlust (%) ggü. gleicher Tech. ohne CCS
40 34 35 30 -5,8 % Pte
Effizienzänderung (%) ggü. supercrit. PC ohne CCS
-47 -42 -35 -30 -23
Quelle: MIT (2007); Basis: 500 MWe Nettooutput. 85% Kapazitätsfaktor, 90% Kohlendioxidabspaltung bei CCS
(1) COE (cost of electricity) beinhalten laufende Ausgaben, Schuldentilgung, Zinszahlung und return on investment über
Anlagenlebensdauer. Bei Retrofits wird angenommen, dass das Kapital der ursprünglichen Anlage schon abbezahlt wurde.
(2) VK (Vermeidungskosten), enthalten nicht Transport- und Speicherkosten.
(3) Bei IGCC-Retrofit wird von passender Vergasertechnologie ausgegangen.
Tabelle 9: Vermeidungskosten und CO2- Einsparungen verschiedener CCS-Technologien
Technologie subcritical PC supercritical PC ultrasuper-critical PC
subcritical CFB super-critical oxyfuel
IGCC
ohne CCS
mit CCS
ohne CCS
mit CCS
ohne CCS
mit CCS
ohne CCS
mit CCS
mit CCS ohne CCS
mit CCS
COE (1), ct/kWh 4,84 8,16 4,78 7,69 4,69 7,34 4,68 7,79 6,98 5,13 6,52
CO2-VK(2) vs. gleiche Techno-logie ohne CCS, $/t
41,3 40,4 41,1 39,7 19,3
CO2-VK(2)vs. su-percritical PC ohne CCS, $/t
48,2 40,4 34,8 42,8 30,3 24
CO2-Redukt. ggü. supercrit. PC ohne CCS (g/kWh)
101 -703 0 -721 -92 -736 200 -689 -726 2 -728
CO2-Reduktion ggü. gleicher Tech. ohne CCS
-804 -721 -644 -889 -730
Effizienzverlust (%) ggü. gleicher Tech. ohne CCS
27 24 21 27 19
Effizienzänderung (%) ggü. supercrit. PC ohne CCS
-11 -35 0 24 12,46 -11,4 -10 -34 -21 0 -19
Energiepolitik_1 | 2009
28
Schätzungen des IPCC gehen von einer Steigerung der
Stromgestehungskosten von 0,02 bis 0,05 USD/kWh
für Kohlekraftwerke mit Staubfeuerung und von 0,01
bis 0,03 USD/kWh für IGCC-Anlagen aus. Die Kosten-
steigerung für ein erdgasbetriebenes Kraftwerk mit
CCS ist vergleichbar mit denen eines IGCC-Kraftwerks
(IPCC 2005). Das IER kommt dagegen bei einem hohen
Zertifikatpreis von 38€/t CO2 bezüglich der Reihenfol-
ge der Energieträger zum Ergebnis, dass Erdgas-CCS-
Kraftwerke teurer sind als Kohle-CCS-Anlagen (IER
2008). Aktuelle Schätzungen zu den zukünftigen Zer-
tifikatepreisen im EU-Emissionshandelssystem deuten
darauf hin, dass CCS im Jahr 2020 wirtschaftlich sein
könnte. Auch Kohlekraftwerke mit CCS sind nicht voll-
ständig CO2-frei: Meist wird mit einer Abspaltungsra-
te von 90% gerechnet – bezieht man die vorgelagerte
Prozesskette mit ein, reduziert sich der Minderungsbei-
trag auf 72 bis 78% (WI 2007). Schon heute existieren
Erdgaskraftwerke, die genauso umweltfreundlich sind
wie diese CCS-Kohlekraftwerke im Jahr 2020. Trotz-
dem ist vor dem Hintergrund langwieriger Infrastruk-
turmaßnahmen im Energiesystem CCS in jedem Fall als
Brückentechnologie wichtig (WI 2007).
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
29
Eine europaweite Befragung im Rahmen des EU-For-
schungsprojekts Accsept unter 500 europäischen Sta-
keholdern (34% Akademiker/Forscher, 28% aus der
Energiewirtschaft, sowie Regierungen, Parlamentarier
und NGOs) zeigt eine allgemein sehr positive Einstel-
lung zu CCS.
Drei Viertel der Beteiligten fanden diese Technologie not-
wendig für das Erreichen der Emissionsziele und erwar-
teten die Implementierung in den nächsten Dekaden.
Als negativ wurden die im Moment noch sehr hohen
Kosten, der zusätzliche Energiebedarf und die Investiti-
onskonkurrenz zu erneuerbaren Energien genannt. Ge-
sundheits- und Sicherheitsrisiken wurden dagegen nur
von einem kleinen Teil der Befragten als problematisch
bewertet (Accsept 2007). In Deutschland unterstützt das
BMWi verschiedene Forschungsvorhaben zu CCS wie
z. B. COORETEC. Im europäischen Klima- und Energie-
abkommen sind 300 Millionen Zertifikate aus der New
Entrants Reserve zur Finanzierung von bis zu zwölf CCS-
Demonstrationsprojekten oder Projekten zur Förderung
erneuerbarer Energien vorgesehen. Zahlreiche Anlagen-
bauer und Zulieferer versprechen sich von CCS auch eine
Aufrechterhaltung der exportgeeigneten Kraftwerks-
technologie in Deutschland. Befürwortet wird CCS z. B.
von DEBRIV (Deutscher Braunkohlen-Industrie-Verein),
GVSt (Gesamtverband der Steinkohle), VDI und EPPSA
(European Power Plant Suppliers Association).
Auch der WWF ist aufgeschlossen gegenüber CCS, un-
ter der Bedingung, dass die Speicherung internationa-
ler Kontrolle unterliegt und nicht im Meer durchgeführt
wird, dass nur entwickelte Länder mit CO2-Obergrenzen
CCS als Emissionsminderungsmaßnahme anrechnen
dürfen und dass keine Konkurrenz um Forschungsgelder
mit erneuerbaren Energien auftritt – und somit CCS nur
als Ergänzung und nicht als Alternative zu erneuerbaren
Energien eingesetzt wird. Eine ähnliche Position vertritt
auch das Climate Action Network (WI 2007). Die Ver-
fügbarkeit von CCS könnte insbesondere in Ländern wie
China, die gegenwärtig strengere Klimaschutzverpflich-
tungen ablehnen, zu hohen CO2–Einsparungen führen.
Verschiedene Umweltorganisationen sind sehr kritisch
gegenüber CCS eingestellt. Greenpeace warnt davor,
zukünftig mögliche klimafreundliche Kohlekraftwer-
ke als Alibi für heute gebaute – noch nicht CO2-freie
Kraftwerke – zu benutzen (Greenpeace 2006). Generell
wird CCS von Greenpeace vor allem als teuer und zu ri-
sikoreich bewertet (Greenpeace 2007b). Es wurde sogar
die langfristig sichere Lagerung als unmöglich bezeich-
net (Greenpeace 2003). Auch die Campact-Kampagne
klassifiziert CCS als Wunschvorstellung und fordert,
neue Kohlekraftwerke erst zuzulassen, wenn sie mit
Gas vergleichbare Wirkungsgrade von 58% erreichen
(Campact o. J.). Der NABU kritisiert, dass das Klimapro-
blem zwar teilweise durch CCS gelöst werden könnte,
aber die vorgelagerten Probleme des Kohleeinsatzes wie
z. B. Umweltschäden durch Braunkohletagebau nicht
vermindert, sondern sogar noch verstärkt würden. Auch
Robin Wood lehnt CCS ab und kritisiert die Bezeichnung
„CO2-frei“ als irreführend (WI 2007).
Die vier großen Energieversorger haben die Bedeutung
der CCS-Technologie erkannt und treiben diese voran.
Vattenfall konzentriert sich in seinen Projekten beson-
ders auf das Oxyfuel- und das Post-Combustion-Ver-
fahren. Am Standort Schwarze Pumpe in Brandenburg
wurde im September 2008 eine CCS-Pilotanlage mit
Oxyfuel-Verfahren in Betrieb genommen. Eon möch-
te 2009 eine Pilotanlage zur CO2-Abtrennung am
hessischen Kohlekraftwerk Staudinger errichten. RWE
forscht an einem IGCC-CCS-Kohlekraftwerk als inno-
vative Brückentechnologie zur klimafreundlichen Koh-
leverstromung. In einem nächsten Schritt plant RWE
eine 500 Kilometer lange „Klimaschutzpipeline“ vom
Kraftwerk in Hürth bei Köln zu den vorgesehenen Spei-
cherstätten in Norddeutschland.
Eine Gesetzesinitiative zur Regelung von Abscheidung,
Transport und dauerhafter Speicherung von Kohlendi-
oxid ist von der Bundesregierung am 1. April 2009 verab-
schiedet worden und soll Klarheit bei der CO2-Lagerung
bringen. Von Interesse sind dabei insbesondere die Haf-
tungsfrage und der Aufbau des neuen Pipelinenetzes.
Zudem gibt es das Problem der regionalen Verteilung der
CO2-Speicher, da diese überwiegend im Norden ange-
siedelt sein werden. Neben der Lösung der technischen
Probleme, ist die Schaffung dieser Rahmenbedingungen
notwendige Voraussetzung für einen raschen Einstieg
in die klimapolitisch erforderliche Abspaltung und Spei-
cherung von CO2 in Europa, aber auch insbesondere in
kohlereichen Ländern wie China oder den USA.
Die Abspaltung und Speicherung von CO2 ist umstritten
Energiepolitik_1 | 2009
30
Die Kohleverstromung wird wegen ihrer ökonomischen
Vorzüge auch in Zukunft einen zentralen Bestand-
teil der Energieversorgung darstellen. Insbesondere in
Ländern ohne klimapolitische Zielsetzungen wird Koh-
le eine weitere Renaissance erleben. Deshalb wird zu
Recht Kohle als Hauptgefährdung für das Weltklima
aufgefasst und die Abspaltung und Speicherung von
CO2 als notwendige Technologie zur Stabilisierung und
langfristigen Reduktion der globalen Treibhausgasemis-
sionen vorangetrieben. Bei der Diskussion über die Zu-
kunft der Kohle in Deutschland ist jedoch zu beachten,
dass in Europa ein gut funktionierendes, ökonomisches
Instrument zur Minderung der Treibhausgasemissionen
in den energieintensiven Sektoren bereits besteht: der
EU-Emissionsrechtehandel. Der EU-Emissionsrechte-
handel sichert die kosteneffiziente Reduktion von Treib-
hausgasemissionen auch in der Stromerzeugung. Der
Emissionsrechtehandel umfasst mehrere Sektoren in
den Mitgliedsstaaten der Europäischen Union. Zusätzli-
che klimapolitische Maßnahmen in einzelnen Mitglieds-
staaten oder Sektoren des Emissionsrechtehandels sind
daher unsinnig, im besten Fall wirkungslos.
Dies ist eine wichtige Einsicht für die Diskussion über
die Zukunft der Kohleverstromung: Nationale CO2-
Ziele und technologiespezifische Maßnahmen etwa mit
Blick auf die Kohleverstromung verstoßen gegen das
Konstruktionsprinzip des europäischen Emissionshan-
dels. Es spielt eben keine Rolle (mehr), wie viele Koh-
lekraftwerke etwa in Deutschland oder in Spanien ste-
hen oder wie viele Emissionen in der Stromerzeugung
(in Deutschland) anfallen. Es zählt allein, die EU-weite
CO2-Obergrenze. Emissionen werden im Emissions-
handel dort getätigt werden, wo sie den höchsten öko-
nomischen Nutzen stiften, und dort reduziert, wo dies
relativ kostengünstig möglich ist. Es erscheint aus wirt-
schaftlicher Sicht daher sinnvoll, den Emissionshandel
weiter zu stärken. Glaubhafte langfristige Reduktions-
ziele und merkliche Preise für CO2-Emissionen werden
zu einem Rückgang der Kohleverstromung führen. Von
zusätzlichen Maßnahmen ist abzusehen.
So ist etwa eine sogenannte Stilllegungsprämie für alte
Kohlekraftwerke vor diesem Hintergrund kritisch zu be-
trachten. Eine Stilllegungsprämie soll die wirtschaftliche
Nutzungsdauer einer Altanlage verkürzen. Aus ökono-
mischer Sicht wirkt die Zahlung einer Prämie für die
vorgezogene Stilllegung eines bestehenden Kohlekraft-
werks wie eine Subventionierung der Ersatzinvestition.
Wenngleich die Modernisierung des Kraftwerksparks
aus klima- und ressourcenpolitischer Sicht sinnvoll sein
kann, bleibt doch unklar, warum derzeit bestehende
umweltpolitische Rahmenbedingungen – wie z. B. der
EU-weite Emissionsrechtehandel – nicht bereits ausrei-
chende Anreize setzen. Insbesondere die beschlossene
künftige Abkehr von der freien Vergabe der Emissions-
rechte stellt einen wichtigen Schritt in Richtung einer
verursachungsgerechten Belastung emissionsintensiver
Produktionskapazitäten dar.
Doch selbst wenn zusätzliche Maßnahmen befürwor-
tet werden, erscheint eine effektive und effiziente
Ausgestaltung eines Prämiensystems wegen der damit
einhergehenden Informationserfordernisse nicht reali-
sierbar. Hierzu müssten die Bestimmungsfaktoren des
wirtschaftlichen Ersatzzeitpunktes bekannt sein. Diese
umfassen etwa den technischen Stand der verfügbaren
Neuanlagen, die Investitionskosten der Neuanlage, die
Investitionskosten und Abschreibung bzw. Amortisation
der alten Anlage, Brennstoffkosten und die Auswirkun-
gen der Regulierung des Energiesektors. Werden nun
die zu kompensierenden Opportunitätskosten zu gering
eingeschätzt, verfehlt die Prämie ihre Wirkung.
Im umgekehrten Fall zu hoher Prämie besteht die
Gefahr einer möglichen Überförderung und des be-
wussten Abschöpfens von öffentlichen Mitteln durch
die Investoren. Diese sogenannten Mitnahmeeffekte
entstehen immer dann, wenn die Kraftwerksbetrei-
ber auch ohne Subventionierung in Form von Stillle-
gungsprämien Ersatzinvestitionen tätigen würden oder
die Ersatzinvestition bereits bei einer geringeren Subven-
tion ausgelöst würde. Es besteht weiterhin die Gefahr,
dass nach Ankündigung der Prämie Ersatzinvestitionen
so lange zurückgehalten werden, bis der Ersatz des be-
stehenden Kraftwerks zusätzlich gefördert wird. Dies
gilt speziell auch für Anlagen, die aus ökonomischen
Gründen sowieso vom Netz gehen würden.
V. Politische Handlungsempfehlungen
„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel
31
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Linksammlung für Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland
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gesellschaft.
Kontakt: Dr. Philipp Fink ([email protected]).
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